24867 (586517), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

В качестве основного вида защитного покрытия НКТ в НГДУ “ ЛН” применяется стекло. Остеклование внутренней поверхности НКТ проводится в цеху антикоррозионного покрытия труб. С 1993 года НКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшить прочностные качества покрытия, увеличить срок службы НКТ, уменьшить количество подземных ремонтов по причине засорения насосов осыпающимся стеклом. Остеклованными НКТ оснащены 524 скважины, причем, как отмечалось выше, 202 скважины в комплекте с центраторами - депарафинизаторами. Необходимо отметить, что из 322 скважин, на которых спущены только остеклованные НКТ, на 284 скважинах в качестве дополнительного метода применяются промывки и обработки различного типа.

Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 850⁰С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также позволяет производить пропарку НКТ без последствий для покрытия.

В 1998 - 99 годах на 4 скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием БМЗ. На одной скважине НКТ с данным типом спущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами - депарафинизаторами. На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.

Применение стеклопластиковых штанг.

С декабря 1995 года в НГДУ «ЛН” начали внедрять стеклопластиковые штанги. В течение 1995-1996 года они были внедрены на 14 скважинах, как девонских, так и сернистых скважинах с различной обводненности, добываемой продукции.

Опыт в эксплуатации стеклопластиковых штанг показал их хорошие прочностные и эксплуатационные характеристики, по сравнению со стальными штангами, нагрузка на головку балансира снизилась на 25 %. Положительными факторами в работе стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции.

Недостатками стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика с металлической головкой, а так же они менее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина, так в скважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446 стеклопластиковые штанги были извлечены из-за обрывов штанг по причине больших дополнительных нагрузок при запарафинивании колонны НКТ.

В качестве эксперимента НГДУ «ЛН” была закуплена партия стеклопластиковых штанг. СПНШ изготавливаются из сплетенных жгутов стеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.

Штанги состоят из двух головок и стеклопластикового стержня, которые крепятся между собой с помощью эпоксидной смолы.

Таблица 6

Техническая характеристика СПНШ

2.3.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

В НГДУ «ЛН” магнитные депарафинизаторы типа МОЖ-22Ш были внедрены на 17 скважинах (в 1997 году - на 7 скважинах, в 1999 году - на 10 скважинах) В качестве основного метода борьбы с АСПО магнитные депарафинизаторы были использованы на трех скважинах (№108, 6551А, 12518А), на 4 скважинах - в комбинации с остеклованными НКТ и на 10 скважинах - в комбинации со штангами центраторами - депарафинизаторами.

За период с октября 1997 года, когда началось внедрение магнитных депарафинизаторов, по октябрь 1999 года на данной категории скважин было проведено 16 подземных ремонтов по причине АСПО, причем на 3 скважинах (№108, 4030, 12946) по два ремонта. На скважинах, где магнитные депарафинизаторы были использованы в качестве основного метода борьбы с АСПО без применения других методов, межочистной период составил 50-110 суток и при подземных ремонтах по причине АСПО они были извлечены. На остальных скважинах межочистной период составил от 80 до 360 суток.

Анализ применения магнитных депарафинизаторов в качестве самостоятельного метода борьбы с АСПО и в комбинации с другими методами показал неэффективность данного метода и отказ от его применения в дальнейшем.

2.3.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

Применение промывок различного типа

В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН” на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом, дистиллятом в комбинации с нефтью, горячей нефтью).

Динамика проведения промывок представлена в таблице 7

Таблица 7

Динамика проведения промывок

В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум”.

Более 58 % всех проведенных в 2001 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50 %. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.

Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностью промывок 2-3 раза в год. Объем разовой дистиллятной обработки составляет в среднем 8 м³.

Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью

Исходные данные:

Скважина №1828А,

Н _забой = 1620 м - искусственный забой,

Диаметр эксплуатационной колонны D_{экс. к} =146 мм,

Диаметр НКТ d_HKT = 73 мм,

Диаметр штанг _ШТ. = 22 мм,

НН2Б – 44,

Плотность дистиллята ρ_Д = 707 кг/м³,

Q = 8 м³, В=0 %.

Техника для промывки:

ЦА - 320; _поршня = 100 мм; = 180 л/с

Производительность агрегата:

1 скорость - 1,4 л/с 2 скорость - 2,55 л/с

3 скорость - 4,8 л/с 4 скорость - 8,65 л/с

Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.

P₁ = λ· (H_HKT· ρ_Д)/(D_экс.к – d_HKT) х (v_н²/2), Πa (13 стр.193) (2.1)

где: - коэффициент трения, = 0,035;

Н_НКТ - длина колонны НКТ, м;

v _н- скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

ρ_Д - удельный вес дистиллята, кг/м³;

D_{экс. к} - диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_HKT - диаметр НКТ, м;

При работе на 1 скорости:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,17²/2) = 0,0071·10⁶ Па;

на 2 скорости:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,37²/2) = 0,0339·10⁶ Па;

на скорости 3:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,53²/2) = 0,0696·10⁶ Па;

на скорости 4:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (1,03²/2) = 0,263·10⁶ Па.

2. Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:

P₂ = (ρ_н - ρ_Д)·g ·Н_НКТ, (13, стр.197) (2.2)

где: ρ_н - плотность нефти.

С достаточной точностью для расчетов

P₂ = (820 – 707)·9,81·1450 = 1,607·10⁶ Па

3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:

Р₃ = ·_НКТ· Н_НКТ·ρ_Д· v ²_в/[2(_ВН - _ШТ.)] (13, стр. 199) (2.3)

где: - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, =1,1;

_НКТ - коэффициент трения в НКТ, _НКТ = 0,04;

_ВН - внутренний диаметр НКТ, м ;

_ШТ. - диаметр штанг, м;

v _в - скорость восходящего потока, м/с;

на 1 скорости:

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·0,4²/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,09·10⁶ Па

на 2 скорости

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·0,8²/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,361·10⁶ Па

на скорости 3

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·1,6²/[2·(0,062 – 0,022)] = 1,443·10⁶ Па

на скорости 4

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·2,91²/[2·(0,062 – 0,022)] = 4,775·10⁶ Па

Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.

5. Давление на выкиде насоса:

Р_в = Р ₁+ Р ₂+ Р ₃; (13, стр.196) (2.4)

На 1 скорости:

Р_в = 0,0071·10⁶ + 1,607·10⁶ + 0,09·10⁶ = 1,704·10⁶ Па;

На 2 скорости:

Р_в = 0,0339·10⁶ + 1,607·10⁶ + 0,361·10⁶ =2,002·10⁶ Па;

На 3 скорости:

Р_в = 0,0696·10⁶ + 1,607·10⁶ + 1,443·10⁶ =3,120·10⁶ Па;

На 4 скорости:

Р_в = 0,263·10⁶ + 1,607·10⁶ + 4,775·10⁶ =6,645·10⁶ Па.

6. Рассчитываем мощность насоса:

N = P_в·Q/η, (13, стр.197 ) (2.5)

где η - К.П.Д насоса,

η = 0,65;

на 1 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·1,4/0,65 = 3,67 кВт;

на 2 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·2,55/0,65 = 6,68 кВт;

на 3 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·4,8/0,65 = 12,58 кВт;

на 4 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·8,65/0,65 = 22,68 кВт.

7. Использование максимальной мощности:

К = (13, стр. 197) (2.6),

где максимальная мощность насоса _mах = 130 кВт;

на 1 скорости:

К = 3,67·100/130 = 2,82%;

на 2 скорости:

К = 6,68·100/130 = 5,14%;

на 3 скорости:

К = 12,58·100/130 = 9,68%;

на 4 скорости:

К = 22,68·100/130 = 17,45%.

8. Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.

v _п =v _в (13, стр.197) (2.7),

на 1 скорости v _п = 0,4 м/с

на 2 скорости v _п = 0,8 м/с

на 3 скорости v _п = 1,6 м/с

на 4 скорости v _п = 2,91м/с

где значения v _в выбраны по таблице Х.2 стр. 192 (1).

9. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:

t =H_HKT/ v _п (13, стр.197) (2.8),

на 1 скорости:

t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;

на 2 скорости:

t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;

на 3 скорости:

t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;

на 4 скорости:

t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.

В НГДУ «ЛН” применяется для промывки скважин нефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 на базе КрАЗ-257 и автоцистерны на базе КамАЗ - 5220 емкостью 8 м³.

Из гидравлического расчета промывки скважины видно, что оптимальный режим работы агрегата осуществляется на 3 скорости, т.к. при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина с НКТ и соблюдаются технические условия безопасности работы с горючим материалом - давление выкида насоса меньше или равно 7 МПа.

Из условий наименьших гидравлических сопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью 1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2-3 скорости)

Продолжительность промывки на 3 скорости (объём 8 м³) составит 15,10 минут. При окончании промывки в обратной последовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваем промывку.

Схема размещения оборудования при промывке скважин нефтедистилятной смесью

Применение ингибиторов различного типа

Наиболее эффективным методом борьбы с парафином является химический метод, который основан на добавке в поток жидкости при помощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС, химических реагентов способных гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти.

Такими растворителями могут быть водо- и нефтерастворимые ПАВ.

Существует множество типов отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложений парафина. Большинство реагентов способствует так же предупреждению образования или разрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ - 7202, 7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть” широко применяется ингибитор для предотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачивается в затрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.

Наибольшее распространение на промыслах НГДУ “ЛН” получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДС из расчета 100-200 г/т нефти.

Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём штангового насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10 % при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10- 100⁰С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м³, а кинематическая вязкость - не более 450 м²/с. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.

Эксплуатация дозатора состоит в следующем: определяются необходимый объём химреагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы. На скважину завозят расчетное количество ингибитора и НКТ. Из скважины извлекается насосное оборудование.

Характеристики

Список файлов ВКР